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9301“远方修改定值”、“远方切换定值区”、“远方投退压板”软压板只能在装置本地操作
9302定值更改工作由检修人员完成
9303后台切换保护定值区、投退软压板工作由运行人员完成
9304MMS报文采用的是发布/订阅的传输机制
9305监控后台切换保护定值区，按照以下顺序操作：保护改“信号”状态、切换定值区、核对定值、保护改“跳闸”状态
9306改定值只能在就地进行、不允许后台更改定值，更改定值时保护须改“信号”状态
9307监控后台可操作保护装置功能软压板、GOOSE软压板、SV软压板以及切换定值区
9308双重化配置的两套保护，GOOSEA网、B网同时断链告警，需将相应一次设备停役
9309配置文件因改建、扩建、技改、反措、消缺、检修等工作需要变更时，应使用设计单位提供的最新版本配置文件
9310正常运行时，保护装置或GOOSE交换机等设备严禁断开光纤或尾纤连接
9311一次设备运行，仅部分装置停役时，严禁取下停役装置的“检修压板”
9312客户端检测到处于工作状态的连接断开时，通过定时召唤恢复客户端与服务器的数据传输
9313配置文件变更时，运维单位应对修改人员、时间、目的及修改内容等信息进行记录。修改后的配置文件应直接归档。配置文件下装时，应进行相应验证，并履行相关手续
9314某间隔断路器改检修时，为避免合并单元送出无效数据影响运行设备的保护功能，断路器拉开后应首先投入该间隔合并单元“检修状态压板”
9315验收除移交常规的技术资料外，还应包含全站智能装置的配置文件、软件工具及各类电子文档等资料
9316监控后台指变电站的计算机监控系统
9317操作硬压板用语为“放上”、“取下”；操作软压板用语为“投入”、“退出”
9318一体化监控系统操作界面及维护界面应设置权限和密码，由专人管理，严禁擅自改动系统设置
9319SV接收软压板控制智能化保护装置是否对SV报文进行处理，如果该压板退出装置不处理该压板对应的SV报文
9320定期开展变电站设备状态分析，形成报告，作为状态检修的依据
9321变电站设备应纳入设备缺陷管理流程。智能设备的缺陷分级应按照《智能变电站运行维护导则》的相关规定执行
9322建立健全智能变电站各类设备台帐和技术资料，应包含SCD、ICD、CID等文件的电子文档
9323正常运行时可在监控后台查看保护动作信号，直接汇报调度后再进行装置检查；做好记录、并确认后可在监控后台复归保护动作信号
9324全站网络结构：站控层、间隔层、过程层的网络结构和传输报文形式，网络出现异常情况时的处理方案，明确公用交换机故障处理时应停用保护的范围和方法
9325在SNTP的服务器/客户端模式中，用户向1个或多个服务器提出服务请求，并根据获得的信息选择任意时钟源对本地时钟进行调整
9326设备巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯（夜间）巡视、特殊巡视、远程巡视
9327安装独立微机防误闭锁系统的智能变电站，防误闭锁管理同常规站
9328在智能变电站中，时钟同步是提高综合自动化水平的必要技术手段，是保证网络采样同步的基础，为系统故障分析和处理提供准确的时间依据
9329当存在外部时钟同步信号时，在同步秒脉冲时刻，采样点的样本计数应翻转置0
9330发生特殊状态时，运行人员应首先进行远程巡视，了解变电站的运行环境和设备状况，并将检查情况向相关部门汇报。特殊状态期间，应增加远程巡视次数，必要时安排运行人员到变电站现场进行相关工作
9331发生事故、重大异常、防汛抗台、火灾、水灾、地震、人为破坏、灾害性天气、重要保电任务、远动通道中断、变电站计算机网络瘫痪等情况都视为特殊状态
9332顺序控制操作中断后，若设备状态未发生改变，应查明原因并排除故障后继续顺控操作，若无法排除故障，可根据情况转为常规操作
9333各级调度机构应按照一次设备的调度管辖范围，将智能变电站内的继电保护系统及其中的各设备、回路纳入调度管理范围
9334时间同步系统组网运行方式，在无线时间基准信号和有线时间基准信号输入都有效的情况下，采用有线时间基准信号作为系统的优先授时源
9335时间同步系统有独立运行和组网运行两种运行方式
9336智能变电站继电保护有跳闸、检修、停用三种运行状态
9337母差保护，当任一运行间隔合并单元投入检修状态，则母差保护退出运行
9338母差保护的某间隔“间隔投入软压板”必须在该间隔无电流的情况下才能退出
9339竣工验收时，建设单位应向运维单位移交配置文件和资料性文件（包括装置ICD文件版本清单、竣工图纸和调试报告等），运维单位对资料进行审核确认
9340交换机应支持简单网络时钟（SNTP）时钟传输协议，传输精度小于1ms
9341智能保护装置停用状态是指：主保护、后备保护及相关测控功能软压板退出，跳闸、启动失灵等GOOSE软压板退出，保护检修状态硬压板放上
9342智能保护装置信号状态是指：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，跳闸、启动失灵等GOOSE软压板退出，保护检修状态硬压板投入
9343智能保护装置跳闸状态是指：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，GOOSE跳闸、启动失灵及SV接收等软压板投入，保护装置检修硬压板退出
9344智能变电站中不破坏网络结构的二次回路隔离措施是拔下相关回路光纤
9345在没有专用工具的情况下，可以通过观察光纤接口是否有光来判断该光纤是否断线，但不应长时间注视
9346系统组态时，配置变电站的相关参数应包括：电压等级、间隔、一次设备及其子设备、变电站功能逻辑节点关联等
9347投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷试验
9348投入智能终端检修压板后，GOOSE报文中的“test”位应置1，装置面板应有指示
9349智能变电站调试时，应检查交换机内部的VLAN设置是否正确
9350智能变电站调试时，光纤尾纤应自然弯曲（弯曲半径大于2cm），不应存在弯折现象，不应承受外重，表皮应完好无损，尾纤接头应干净无异物
9351保护装置直流电源拉合试验时，在80%额定电源值下拉合三次工作电源，逆变电源应可靠启动，保护装置不误动，不误发信号
9352保护装置电源自启动试验时，将试验直流电源由0缓慢调至80%额定电源值，装置运行灯应点亮且无异常
9353智能站现场调试用网络记录分析仪能够实时抓捕网络报文，对GOOSE、MMS、GB/T25931、DL/T8609.2报文进行分析，并能根据DL/T8609.2报文绘制模拟量波形，且另存为COMTRADE格式文件
9354试电子式互感器及合并单元时应配置电子互感器校验仪、标准时钟源、时钟测试仪
9355检修硬压板投入时，保护装置应上送带品质位信息的报文，检修硬压板本身不含品质位信息，面板指示灯或界面应有明显显示
9356保护装置具有多个合并单元采样输入时，保护装置“和电流”、“差流”测量误差不大于相对误差5%或绝对误差0.02In；相角误差不大于绝对误差1°（额定电流、额定电压下测试）
9357远方操作硬压板和远方切换定值区软压板为串联关系
9358刀闸、断路器位置等开入应采用双位置数据，“00”中间态，“01”分位，“10”合位，“11”无效态；启动失灵、闭重等开入信号可采用单位置数据
9359保护装置的电流测量范围为0.05In～（20～40）In，在此范围内装置的测量精度均需满足测量误差不大于相对误差5%或绝对误差0.02In。保护装置的电压测量范围为0.01Un～1.5Un，在此范围内装置的测量精度均需满足测量误差不大于相对误差5%或绝对误差0.002Un
9360保护装置重启后，第一帧GOOSE报文的stNum应为1，sqNum应为1
9361配置SV控制块及其参数时，其中组播MAC地址、GOOSEID、APPID应全站唯一
9362配置GOOSE控制块及其参数时，其中组播MAC地址、GOOSEID、APPID应全站唯一
9363智能变电站调试流程：组态配置—系统测试—系统动模—现场调试—投产试验
9364智能变电站现场调试时，模拟合并单元失步，保护装置能正常工作
9365智能变电站现场调试时，智能终端直流输入回路对地用2000V进行绝缘测试
9366智能变电站现场调试时，智能终端出口继电器的接点间用1000V进行绝缘测试
9367智能终端硬接点开入延时宜小于10ms
9368智能变电站现场调试时，测试保护装置各端口同一报文的最大时间差不大于100us
9369智能变电站现场调试时，测试变压器保护差动速断动作时间不大于20ms（大于2倍整定值），比率差动动作时间不大于30ms（大于2倍整定值）
9370智能变电站现场调试时，测试母差保护动作时间不大于20ms（大于2倍整定值）
9371智能变电站现场调试时，测试线路纵联保护动作时间不大于30ms（不包括纵联通道时间）
9372智能变电站现场调试时，对装置进行功能性试验的相对湿度为45%-75%
9373智能变电站现场调试时，对装置进行功能性试验的环境温度为15℃-35℃
9374智能变电站现场调试时，应检查合并单元、智能终端在70%-110%额定电压下能正常工作
93751310nm和850nm光纤回路（包括光纤熔接盒）的衰耗不应大于3dB
9376智能变电站要求光波长850nm光纤的光纤发送功率为?19dBm～?10dBm，光接收灵敏度为24dBm～?10dBm
9377智能变电站现场调试时，测试SV报文抖动时间应小于10us
9378智能变电站现场调试时，测试交换机的时延应小于10us
9379智能变电站现场调试时，模拟智能终端与保护装置之间通信中断后，保护装置应发相应告警并不误动
9380智能变电站现场调试时，模拟合并单元与保护装置之间通信中断后，保护装置应发相应告警并可靠闭锁
9381智能变电站现场调试时，应检查设备的软压板（包括SV接收软压板、GOOSE发布软压板、GOOSE接收软压板）的正确唯一性
9382保护装置与合并单元检修不一致时，保护将被闭锁
9383智能终端与保护检修不一致时，不响应保护跳闸命令
9384智能变电站现场调试时，应检查继电保护上送的开关量变位信息、异常告警信息和保护动作事件信息等是否正确
9385智能变电站校验应检查设备过程层GOOSE通信源MAC地址、目的MAC地址、VLANID、APPID是否正确
9386智能变电站校验应检查设备过程层SV通信源MAC地址、目的MAC地址、VLANID、APPID、优先级是否正确
9387智能变电站校验应检查GOOSE报文的时间间隔，首次触发时间T1宜不大于2ms，心跳时间T0宜为1-5s
9388数字继电保护测试仪应具备IRIG-B、PPS或GB/T25931-2010时间同步接口以实现被测装置的同步测试
9389数字继电保护测试仪应具备硬接点输入和硬接点输出，以实现对智能装置的开入、开出硬端子进行检查
9390智能变电站检验所使用的仪器、仪表的准确级应不低于0.5级
9391智能终端的SOE分辨率应不大于1ms
9392智能终端响应GOOSE命令的动作时间应不大于7ms
9393投入合并单元检修压板后，SV报文中的“test”位应置1，装置面板应有指示
9394合并单元调试时，应检验SV报文发送间隔的离散度，测出的间隔抖动应在±10us之内
9395合并单元调试时，应检验SV报文的丢帧率，10分钟内不丢帧
9396合并单元调试时，应检验SV报文中序号的连续性，SV报文的序号从0连续增加到50N-1（N为每周波采样点数），再恢复到0，任意相邻两帧SV报文的序号应连续
9397电子式互感器采样延时应稳定、准确并且小于2ms
9398非控制区（安全II区）的数据采集频度是分钟级或小时级，其数据通信使用电力调度数据网的非实时子网，继电保护及故障录波信息管理系统和厂站端的故障录波装置属于该区业务
9399智能电子设备的电磁兼容检验方法中，1MHz脉冲群抗扰度试验，要求满足Ⅱ级标准
9400共模电压又称不对称电压，表示在某一个给定位置当在同一电路的两个导体之间测量时测得的电压
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